Đồ án Phân tích tài chính có tính đến rủi ro dự án nhà máy nhiệt điện Hải Phòng

phỏng. Kết quả mô phỏng không phải là kết quả sẽ xảy ra trong thực tế, nó chỉ là một mô hình giản lược gần đúng của thực tế mà ta đã lược bỏ một số yếu tố rủi ro có tác động nhỏ hoặc rất khó đưa vào mô hình. Kết quả mô phỏng không tính đến các yếu tố bất định (nó chỉ tính đến các yếu tố rủi ro có phân bố xác suất). Kết quả mô phỏng cho ta biết: mức độ lớn nhỏ (giá trị kỳ vọng) của các chỉ tiêu hiệu quả và mức độ biến động của nó xung quanh giá trị đó khi các yếu tố rủi ro xảy ra ngẫu nhiên nhưng theo quy luật phân bố xác suất của nó. Qua kết quả mô phỏng, ta tiến hành các lựa chọn cần thiết cho các phương án đưa ra. Ngưỡng của các chỉ tiêu cho ta biết: dự án sẽ khả thi với xác suất là bao nhiêu, dự án sẽ được thu hồi vốn với xác suất bao nhiêu,... Biểu đồ độ nhạy cho ta biết chiều hướng (đồng biến, nghịch biến) và mức độ (thứ tự) tác động của từng yếu tố lên các chỉ tiêu hiệu quả. Kết luận Chương 2 Do những đặc trưng cơ bản đặc thù của dự án nhà máy nhiệt điện mà cần phải có phương pháp phân tích riêng. Phân tích kinh tế tổng đầu tư phải được tiến hành trước phân tích hiệu quả tài chính chủ yếu nhằm chọn phương án kinh tế - kỹ thuật tốt nhất và để định hướng phương án vay cho hiệu quả. Phân tích kinh tế tổng đầu tư và phân tích tài chính là 2 giai đoạn gắn bó mật thiết của một quá trình phân tích kinh tế tài chính. Hai giai đoạn này cần trải qua các bước như đã nêu trong phần 2.2.1.2 và 2.2.1.3 của chương, trong đó cấu trúc bảng tính là quan trọng nhất, nó giúp người phân tích dễ dàng tính toán và kiểm tra cũng như điều chỉnh cần thiết mỗi khi số liệu đầu vào thay đổi, nó cũng giúp cho quá trình phân tích rủi ro sau này logic và rõ ràng. Dự án nhà máy nhiệt điện là loại dự án có nhiều rủi ro nhất trong các loại dự án trong ngành điện. Do dó việc nhận dạng, phân loại, giới hạn yếu tố cần phân tích và phân tích rủi ro nhà máy nhiệt điện là cần thiết và quan trọng. Mỗi phương pháp phân tích rủi ro chỉ thực sự hiệu quả với một số yếu tố rủi ro nhất định và ngược lại. Các phương pháp phân tích rủi ro được sử dụng trong đồ án này là: phân tích độ nhạy 1 yếu tố rủi ro (1 biến hay 1 chiều), phân tích độ nhạy 2 yếu tố rủi ro (2 biến hay 2 chiều) và phương pháp mô phỏng. Thực chất của phân tích độ nhạy là mô phỏng 1 hoặc 2 yếu tố rủi ro, do đó phương pháp mô phỏng là phương pháp tốt hơn cả. Tuy nhiên, vấn đề khó khăn cũng là mấu chốt thành công của phương pháp mô phỏng là xác định phân bố xác suất của các biến đầu vào (các yếu tố rủi ro). Cần chú ý rằng mô phỏng chỉ là một mô hình giản lược các yếu tố rủi ro chứ không phải là mô hình đúng thực tế. Do đó khi phân tích mô phỏng ta cần lựa chọn và cân nhắc kỹ các kết quả. Chương 3 Phân tích tài chính dự án đầu tư nhà máy nhiệt điện Hải phòng Giới thiệu tổng quan dự án nhà máy nhà máy nhiệt điện Hải Phòng và phương án kỹ thuật được chọn: Tên công trình: Nhà máy nhà máy nhiệt điện Hải Phòng. Chủ đầu tư: Tổng công ty Điện lực Việt Nam (EVN). Hình thức đầu tư: Tổng công ty Điện lực Việt Nam làm chủ đầu tư, vay vốn tín dụng có bảo lãnh của Chính phủ. EVN là chủ dự án xây dựng và vận hành kinh doanh. Địa điểm: Xã Tam Hưng, huyện Thuỷ Nguyên, Thành phố Hải Phòng. Nguồn nhiên liệu: than cám 5 Hòn Gai Cẩm Phả và các mỏ lân cận. Các phương án đưa ra xem xét lựa chọn tối ưu về mặt kinh tế: Phương án 300MW và phương án 600MW. Lựa chọn công nghệ: lò than phun, công suất 600MW 2 lò/2 tổ máy. Tiến độ xây dựng và đưa các tổ máy vào vận hành: Xây dựng trong 4 năm, dự kiến giữa năm 2003 bắt đầu xây dựng, đến tháng 6/2006 đưa tổ máy đầu tiên vào vận hành và 2007 sẽ vận hành tổ thứ 2. Phân tích kinh tế tổng đầu tư: Tổng hợp dự toán vốn đầu tư và kế hoạch phân bổ vốn vay: Theo tính toán kỹ thuật của Viện Năng Lượng thì có 2 phương án tốt hơn cả về mặt kỹ thuật được đưa ra xem xét về mặt kinh tế với các thông số như sau: Bảng 8.21: Các thông số của 2 phương án đưa ra xem xét STT Tên số liệu Đơn vị PA1: 300MW PA2: 600MW 1 Công suất đặt MW 300 600 2 Công suất khả dụng MW 300 600 3 Số giờ vận hành/năm tính toán h 6000 6000 4 Hệ số điện năng tự dùng % 7,50% 7,50% 5 Suất tiêu hao than (g/kWh) 445 445 6 Suất tiêu hao dầu FO (g/kWh) 1 1 7 Tỷ lệ tiêu hao đá vôi (T/Tthan) 0,0368 0,0368 8 Giá than tại nhà máy năm 2003 ($/T) 21,2 21,2 9 Trượt giá than hàng năm % 1% 1% 10 Giá dầu FO bình quân tại nhà máy ($/T) 120 120 11 Giá đá vôi bình quân tại nhà máy ($/T) 8 8 12 Chi phí vận hành bảo dưỡng O&M cố định $/kWth 1,3517 1,3517 13 Chi phí vận hành bảo dưỡng O&M biến đổi $/kWh 0,001 0,001 14 Tuổi thọ dự án năm 25 25 15 Thời gian khấu hao năm 20 20 16 Tiền thuê đất hàng năm $/năm 25.535 43.214 17 Giá bán điện từ thanh cái nhà máy (cha có VAT) cent/kWh 4,1 4,1 18 Thuế suất thuế thu nhập doanh nghiệp % 32% 32% 19 Tỷ suất chiết khấu tính toán % 9% 9% 20 Tỷ lệ trích lợi nhuận trả nợ % 70% 20 21 Tỷ lệ lạm phát %/năm 8% 8% Nguồn: Báo cáo nghiên cứu khả thi dự án nhà máy nhiệt điện Hải Phòng Tổng vốn đầu tư được Viện Năng Lượng tính toán theo đơn giá xây dựng cơ bản có điều chỉnh theo giá thị trường tại thời điểm năm 2003 và có dự phòng trượt giá cho các năm trong suốt quá trình xây dựng công trình. Cụ thể tổng dự toán và nhu cầu phân bổ vốn đầu tư cho công trình nhà máy nhiệt điện Hải Phòng 2 phương án đưa ra xem xét như sau: Bảng 8.22: Tổng hợp các thành phần vốn đầu tư xây dựng Đơn vị: 106$ Hạng mục PA: 300MW PA: 600MW 1. Tổng chi phí phần thiết bị 194,640 384,792 2. Tổng chi phí phần xây lắp 88,605 148,348 3. Các chi phí khác 19,718 31,903 4. Thiết bị dự phòng nhập ngoại 3,893 7,696 5. Chi phí dự phòng 5% 15,343 28,637 6. Chi phí bảo hiểm 0,850 1,599 Tổng vốn đầu tư xây dựng công trình 323,049 602,975 Nguồn: Báo cáo nghiên cứu khả thi dự án nhà máy nhiệt điện Hải Phòng Bảng 8.23: Kế hoạch phân bổ vốn đầu tư Đơn vị: 106$ Năm PA: 300MW PA: 600MW 2003 82,13 101,88 2004 167,29 211,99 2005 77,729 204,87 2006 92,335 Tổng 327,149 611,075 Nguồn: Báo cáo nghiên cứu khả thi dự án nhà máy nhiệt điện Hải Phòng Với phương án 300MW dự kiến xây dựng trong 36 tháng từ đầu năm 2003 đến hết năm 2005. Với phương án 600MW dự kiến xây dựng trong 42 tháng từ đầu năm 2003 đến đầu tháng 7 năm 2006 vận hành tổ máy đầu tiên, tổ còn lại vận hành vào đầu tháng 1 năm 2007. Kế hoạch vận hành và chi phí nhiên liệu hàng năm: Với mục đích so sánh các phương án, ta giả thiết: nhà máy vận hành trung bình mỗi năm 6000 giờ sử dụng công suất khả dụng; công suất khả dụng bằng với công suất đặt. Cụ thể kế hoạch vận hành như bảng sau: Bảng 8.24: Kế hoạch vận hành: phương án 300MW Năm Công suất đặt (MW) Công suất khả dụng (MW) Số giờ vận hành công suất đặt (h) Điện năng sản xuất (106kWh) Điện năng tự dùng và tổn thất (106kWh) Điện năng thương phẩm (106kWh) 2006 300 300 6.000 1.800 135 1.665 2007 300 300 6.000 1.800 135 1.665 ... ... ... ... ... ... ... 2030 300 300 6.000 1.800 135 1.665 Bảng 8.25: Kế hoạch vận hành: phương án 600MW Năm Công suất đặt (MW) Công suất khả dụng (MW) Số giờ vận hành công suất đặt (h) Điện năng sản xuất (106kWh) Điện năng tự dùng và tổn thất (106kWh) Điện năng thương phẩm (106kWh) 2006 600 600 3.000 1.800 135 1.665 2007 600 600 6.000 3.600 270 3.330 2008 600 600 6.000 3.600 270 3.330 ... ... ... ... ... ... ... 2030 600 600 6.000 3.600 270 3.330 2031 600 600 3.000 1.800 135 1.665 Với phương án 300MW, thời gian vận hành là từ đầu năm 2006 (01/01/2006) đến hết năm 2030 (31/12/2030), số giờ vận hành công suất đặt giả thiết không đổi nên sản lượng điện tính toán trong phương án này không đổi suốt đời dự án. Với phương án 600MW, thời gian vận hành là từ giữa năm 2006 (từ (01/07/2006) đến hết nửa đầu năm 2031 (30/06/2031). Do thời gian vận hành công suất đặt không đổi từ năm 2007 đến năm 2030 không đổi nên sản lượng mỗi năm đó không đổi và gấp đôi sản lượng của năm 2006 cũng như gấp đôi sản lượng của năm 2031. Sau khi có số liệu về kế hoạch vận hành của mỗi phương án ta tính chi phí nhiên liệu hàng năm như sau: Giá than tăng 1%/năm, giá dầu và giá đá vôi không đổi ta tính chi phí nhiên liệu hàng năm như sau: Bảng 8.26: Tính toán chi phí nhiên liệu hàng năm (phương án 300MW) Năm Điện năng sản xuất (106 kWh) Suất tiêu hao than (g/kWh) Suất tiêu hao dầu (FO) (g/kWh) Tỷ lệ tiêu hao đá vôi (T/Tthan) Giá than tại nhà máy ($/T) Giá dầu tại nhà máy ($/T) Giá đá vôi tại nhà máy ($/T) Chi phí mua than hàng năm (106$) Chi phí mua dầu hàng năm (106$) Chi phí mua đá vôi hàng năm (106$) Tổng chi phí nhiên liệu (106$) 2006 1800 445 1 0,0368 21,842 120 8 17,50 0,216 0,24 17,95 2007 1800 445 1 0,0368 22,061 120 8 17,67 0,216 0,24 18,12 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 2030 1800 445 1 0,0368 27,734 120 8 22,21 0,216 0,24 22,67 Bảng 8.27: Tính toán chi phí nhiên liệu hàng năm (phương án 600MW) Năm Điện năng sản xuất (106 kWh) Suất tiêu hao than (g/kWh) Suất tiêu hao dầu (FO) (g/kWh) Tỷ lệ tiêu hao đá vôi (T/Tthan) Giá than tại nhà máy ($/T) Giá dầu tại nhà máy ($/T) Giá đá vôi tại nhà máy ($/T) Chi phí mua than hàng năm (106$) Chi phí mua dầu hàng năm (106$) Chi phí mua đá vôi hàng năm (106$) Tổng chi phí nhiên liệu (106$) 2006 1800 445 1 0,0368 21,842 120 8 17,50 0,216 0,24 17,95 2007 3600 445 1 0,0368 22,061 120 8 35,34 0,432 0,47 36,25 2008 3600 445 1 0,0368 22,281 120 8 35,69 0,432 0,47 36,60 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 2030 3600 445 1 0,0368 27,734 120 8 44,43 0,432 0,47 45,33 2031 1800 445 1 0,0368 28,011 120 8 22,44 0,216 0,24 22,89 Từ số liệu chi phí nhiên liệu, ta tính được chi phí hàng năm từ khi vận hành Bảng 8.28: Chi phí hàng năm từ khi vận hành (300MW) Năm Tổng chi phí nhiên liệu (106$) Chi phí O&M cố định (106$) Chi phí O&M biến đổi (106$) Chi phí hàng năm (106$) 2006 17,947562 3,37925 1,8 23,126812 2007 18,122519 3,37925 1,8 23,301769 ... ... ... ... ... 2030 22,666771 3,37925 1,8 27,846021 Bảng 8.29: Chi phí hàng năm từ khi vận hành (600MW) Năm Tổng chi phí nhiên liệu (106$) Chi phí O&M cố định (106$) Chi phí O&M biến đổi (106$) Chi phí hàng năm (106$) 2006 17,947562 3,37925 1,8 23,126812 2007 36,245038 6,7585 3,6 46,603538 2008 36,598453 6,7585 3,6 46,956953 ... ... ... ... ... 2030 45,333542 6,7585 3,6 55,692042 2031 22,888921 3,37925 1,8 28,068171 Từ các số liệu trên là cơ sở để lập dòng tiền dự án theo quan điểm chủ đầu tư. Lập dòng tiền dự án theo quan điểm tổng đầu tư và tính các chỉ tiêu hiệu quả: Với mục đích tính toán các chỉ tiêu hiệu quả NPV, EIRR,B/C ta lập bảng dòng tiền như sau: Bảng 8.210: Dòng tiền kinh tế (phương án 300MW) Năm Chi đầu tư (106$) Chi vận hành (106$) Khấu hao (106$) Thuê đất (106$) Ct (106$) Bt (106$) CFBT (106$) Thu nhập chịu thuế (106$) Thuế thu nhập (106$) CFAT (106$) (1+i)-t NPVt(106$) BPVt (106$) CPVt (106$) 2003 82,13 0 0 0,0255 82,16 0 -82,16 0 0,00 -82,16 1,0000 -82,16 0,00 82,16 2004 167,29 0 0 0,0255 167,32 0 -167,32 0 0,00 -167,32 0,9174 -153,50 0,00 153,50 2005 77,73 0 0 0,0255 77,75 0 -77,75 0 0,00 -77,75 0,8417 -65,44 0,00 65,44 2006 0 23,13 16,15 0,0255 23,15 68,27 45,11 28,96 0,00 45,11 0,7722 34,84 52,71 17,88 2007 0 23,30 16,15 0,0255 23,33 68,27 44,94 28,79 0,00 44,94 0,7084 31,83 48,36 16,53 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 2030 0 27,85 0,00 0,0255 27,87 68,27 40,39 40,39 12,93 27,47 0,0976 2,68 6,66 2,72 Tổng 18,44 562,06 482,60 Bảng 8.211: Dòng tiền kinh tế (phương án 600MW) Năm Chi đầu tư (106$) Chi vận hành (106$) Khấu hao (106$) Thuê đất (106$) Ct (106$) Bt (106$) CFBT (106$) Thu nhập chịu thuế (106$) Thuế thu nhập (106$) CFAT (106$) (1+i)-t NPVt(106$) BPVt (106$) CPVt (106$) 2003 101,88 0 0 0,0432 101,88 0 -101,88 0 0,00 -101,88 1,0000 -101,88 0,00 101,88 2004 211,99 0 0 0,0432 211,99 0 -211,99 0 0,00 -211,99 0,9174 -194,49 0,00 194,49 2005 204,87 0 0 0,0432 204,87 0 -204,87 0 0,00 -204,87 0,8417 -172,43 0,00 172,43 2006 92,34 23,13 15,07 0,0432 115,46 68,27 -47,20 0,00 0,00 -47,20 0,7722 -36,44 52,71 89,16 2007 0 46,60 30,15 0,0432 46,60 136,53 89,93 59,78 0,00 89,93 0,7084 63,71 96,72 33,02 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 2031 0 28,07 0,00 0,0432 28,07 68,27 40,20 40,20 12,86 27,33 0,0895 2,45 6,11 2,51 Tổng 33,64 1.082,16 931,26 Kết quả tính toán các chỉ tiêu hiệu quả của 2 phương án được tổng hợp trong bảng sau: Bảng 8.212: Tổng hợp kết quả phân tích kinh tế tổng đầu tư Các chỉ tiêu hiệu quả Đơn vị Phương án 300MW Phương án 600MW NPV quy về năm đầu bỏ vốn (2003) 106$ 4,12 33,64 NPV quy về năm đầu vận hành (2006) 106$ 5,33 43,56 EIRR (sau thuế) % 10,759% 11,366% EIRR trước thuế % 11,139% 11,954% B/C 1,1185 1,1620 Nhận xét kết luận Phương án có các chỉ tiêu hiệu quả tốt hơn là phương án 600MW, do vậy ta chọn phương án 600MW làm phương án cuối cùng để phân tích hiệu quả tài chính theo quan điểm của chủ đầu tư. Các phương án vay nào làm cho tỷ suất chiết khấu (lãi suất sử dụng vốn bình quân gia quyền) nhỏ hơn 11,366% thì được đem ra xem xét lựa chọn. Các thông số chính của phương án kỹ thuật cuối cùng: Bảng 8.213: Các thông số chính phương án cuối cùng STT Tên chỉ tiêu Đơn vị tính Giá trị Thông số kỹ thuật 1 Công suất nhà máy MW 600 2 Số tổ máy Tổ 2 3 Công suất đơn vị tổ máy MW 300 4 Số giờ sử dụng công suất Giờ/năm 6000 5 Sản lượng điện 106kWh/năm 3.679,2 6 Tỷ lệ điện tự dùng % 7,5 7 Lượng điện tự dùng 106kWh/năm 275,94 8 Sản lượng điện phát lên thanh cái 106kWh/năm 3.403,26 9 Lượng than tiêu thụ hàng năm tấn/năm 1.700.000 10 Nhiệt trị trung bình của than kcal/kg 5050 11 Suất tiêu hao than tự nhiên g/kWh 460 12 Suất tiêu hao than tiêu chuẩn g/kWh 321,56 13 Hiệu suất lò hơi % 91 14 Hiệu suất tua bin - máy phát % 42 15 Hiệu suất truyền tải nhiệt % 99 16 Hiệu suất nhà máy % 37,84 Kinh tế 17 Tổng vốn đầu tư kinh tế 106$ 648,185 18 NPVda (quy về năm đầu bỏ vốn) 106$ 102,61 19 EIRR % 12,8 20 NPVSH 106$ 50,5 21 FIRR % 12,9 22 B/Cda 1,136 23 B/CCSH 1,044 Nguồn: Báo cáo nghiên cứu khả thi dự án nhà máy nhiệt điện Hải Phòng Phân tích hiệu quả tài chính dự án nhà máy nhiệt điện Hải Phòng: Các phương án huy động vốn: Trong quá trình tính toán ở các phần sau ta sử dụng các thông số của phương án 600MW đã trình bày ở các phần trước. Dự án nhà máy nhiệt điện Hải Phòng có 3 phương án huy động vốn được EVN xem xét với các thông số như bảng 3.3-1; lãi suất (cơ hội) của vốn chủ sở hữu lấy bằng 10%, tỷ suất chiết khấu tính theo phương pháp bình quân gia quyền. Các nguồn vay đều được trả theo hình thức: trả lãi định kỳ, trả gốc cuối kỳ. Qua tính toán ta thấy tỷ suất chiết khấu sau thuế nhỏ hơn suất thu lợi nội tại của tổng đầu tư sau thuế do đó hệ số đòn bẩy là tích cực. Điều này sẽ dẫn tới việc tỷ lệ vay vốn trong tổng đầu tư càng lớn thì dự án càng có hiệu quả cao. Sau khi tính lãi vay và quy đổi lãi vay về năm 2006 ta có tổng vốn đầu tư cho 3 phương án như bảng 3.3-3 (trang sau): Bảng 8.31: Các phương án vay và tỷ suất chiết khấu PA:A - Vay ODA Nhật Bản PA:B - Vay tín dụng PA:C - Vay tín dụng Tỷ lệ vay trong tổng đầu tư 85% 70% 85% Lãi suất vay 3,5% 7% 7% Ân hạn (năm) 10 3 3 Thời gian trả nợ (năm) 18 15 15 Tỷ lệ vốn đối ứng 15% 30% 15% Lãi suất vốn đối ứng 10% 10% 10% Tỷ suất chiết khấu 4,83% 8,53% 8,05% i*(1-t%) 3,29% 5,80% 5,47% EIRR (sau thuế) 9,73% 9,73% 9,73% Hệ số đòn bẩy Tích cực Tích cực Tích cực Bảng 8.32: Kế hoạch phân bổ vốn đầu tư và phương án huy động Đơn vị: 106$ PA:A PA:B PA:C Năm Nhu cầu vốn Vốn tự có Vốn vay ODA Vốn tự có Vốn vay tín dụng Vốn tự có Vốn vay tín dụng 2003 58,52 8,78 49,74 17,56 40,97 8,78 49,74 2004 221,68 33,25 188,43 66,51 155,18 33,25 188,43 2005 235,87 35,38 200,49 70,76 165,11 35,38 200,49 2006 86,91 13,04 73,87 26,07 60,83 13,04 73,87 Tổng 602,98 90,45 512,53 180,89 422,09 90,45 512,53 Nguồn: Báo cáo nghiên cứu khả thi dự án nhà máy nhiệt điện Hải Phòng Bảng 8.33: Tổng vốn đầu tư xây dựng (phương án 600MW) Đơn vị: 106$ Hạng mục PA-A PA-B PA-C 1. Tổng chi phí phần thiết bị 384,800 2. Tổng chi phí phần xây lắp 148,350 3. Các chi phí khác 31,900 4. Thiết bị dự phòng nhập ngoại 7,696 5. Chi phí dự phòng (5%) 28,637 6. Chi phí bảo hiểm 1,599 Tổng dự toán vốn đầu tư xây dựng 602,982 7. Lãi vay trong thời gian xây dựng 18,843 32,574 39,555 Tổng vốn đầu tư 621,826 635,557 642,537 Kế hoạch vay trả: Các phương án vay trả đều theo phương thức trả gốc đều, trả lãi hàng năm. Bảng 8.34: Bảng kế hoạch vay trả Đơn vị: 106$ PA:A PA:B PA:C Năm Nợ đầu năm Trả gốc Trả lãi Nợ cuối năm Tổng trả Nợ đầu năm Trả gốc Trả lãi Nợ cuối năm Tổng trả Nợ đầu năm Trả gốc Trả lãi Nợ cuối năm Tổng trả (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12) (13) (14) (15) (16) 2003 49,74 0,87 49,74 0,87 40,97 2,87 40,97 2,87 49,74 3,48 49,74 3,48 2004 188,43 8,34 238,18 8,34 155,18 13,73 196,14 13,73 188,43 16,67 238,18 16,67 2005 200,49 15,35 438,66 15,35 165,11 25,29 361,25 25,29 200,49 30,71 438,66 30,71 2006 73,87 17,94 512,53 17,94 60,83 29,55 422,09 29,55 73,87 35,88 512,53 35,88 2007 17,94 512,53 17,94 28,14 27,58 393,95 55,72 34,17 33,49 478,37 67,65 2008 17,94 512,53 17,94 28,14 25,61 365,81 53,75 34,17 31,09 444,20 65,26 2009 17,94 512,53 17,94 28,14 23,64 337,67 51,78 34,17 28,70 410,03 62,87 2010 17,94 512,53 17,94 28,14 21,67 309,53 49,81 34,17 26,31 375,86 60,48 2011 17,94 512,53 17,94 28,14 19,70 281,39 47,84 34,17 23,92 341,69 58,09 2012 17,94 512,53 17,94 28,14 17,73 253,25 45,87 34,17 21,53 307,52 55,70 2013 17,94 512,53 17,94 28,14 15,76 225,11 43,90 34,17 19,13 273,35 53,30 2014 28,47 16,94 484,06 45,42 28,14 13,79 196,97 41,93 34,17 16,74 239,18 50,91 2015 28,47 15,95 455,59 44,42 28,14 11,82 168,84 39,96 34,17 14,35 205,01 48,52 2016 28,47 14,95 427,11 43,42 28,14 9,85 140,70 37,99 34,17 11,96 170,84 46,13 (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12) (13) (14) (15) (16) 2017 28,47 13,95 398,64 42,43 28,14 7,88 112,56 36,02 34,17 9,57 136,68 43,74 2018 28,47 12,96 370,16 41,43 28,14 5,91 84,42 34,05 34,17 7,18 102,51 41,34 2019 28,47 11,96 341,69 40,43 28,14 3,94 56,28 32,08 34,17 4,78 68,34 38,95 2020 28,47 10,96 313,22 39,44 28,14 1,97 28,14 30,11 34,17 2,39 34,17 36,56 2021 28,47 9,97 284,74 38,44 28,14 0,00 0,00 28,14 34,17 0,00 0,00 34,17 2022 28,47 8,97 256,27 37,44 0,00 0,00 2023 28,47 7,97 227,79 36,45 0,00 0,00 2024 28,47 6,98 199,32 35,45 0,00 0,00 2025 28,47 5,98 170,84 34,45 0,00 0,00 2026 28,47 4,98 142,37 33,46 0,00 0,00 2027 28,47 3,99 113,90 32,46 0,00 0,00 2028 28,47 1,49 85,42 29,97 0,00 0,00 2029 28,47 1,00 56,95 29,47 0,00 0,00 2030 28,47 0,50 28,47 28,97 0,00 0,00 2031 28,47 0,00 0,00 28,47 0,00 0,00 Chi phí vận hành và khấu hao: Khi có vay vốn, chi phí vận hành hàng năm sẽ có thêm thành phần trả lãi vay. Bảng 8.35: Chi phí vận hành và khấu hao Đơn vị: 106$ Năm Tổng chi phí nhiên liệu Chi phí O&M cố định Chi phí O&M biến đổi Trả lãi Chi phí vận hành Khấu hao PA:A PA:B PA:C PA:A PA:B PA:C PA:A PA:B PA:C 2006 17,95 3,38 1,80 17,94 29,55 35,88 41,07 52,67 59,00 15,55 15,89 16,06 2007 36,25 6,76 3,60 17,94 27,58 33,49 64,54 74,18 80,09 31,09 31,78 32,13 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 2026 43,60 6,76 3,60 4,98 0,00 0,00 58,94 53,96 53,96 15,55 15,89 16,06 2027 44,03 6,76 3,60 3,99 0,00 0,00 58,37 54,39 54,39 0,00 0,00 0,00 2028 44,46 6,76 3,60 1,49 0,00 0,00 56,31 54,82 54,82 0,00 0,00 0,00 2029 44,89 6,76 3,60 1,00 0,00 0,00 56,25 55,25 55,25 0,00 0,00 0,00 2030 45,33 6,76 3,60 0,50 0,00 0,00 56,19 55,69 55,69 0,00 0,00 0,00 2031 22,89 3,38 1,80 0,00 0,00 0,00 28,07 28,07 28,07 0,00 0,00 0,00 Tính giá thành sản xuất điện khi có vay vốn: Trên cơ sở chi phí vận hành và khấu hao, ta tính được tổng chi phí sản xuất, sau khi quy đổi về năm bắt đầu vận hành (năm 2006) ta tính được giá thành sản xuất điện của dự án. Kết quả tính toán cho thấy giá thành sản xuất không vượt quá 4 cent/kWh. Giá thành bình quân của 33 tổ máy nhiệt điện lớn nhất cả nước hiện nay là khoảng 5 cent/kWh, do đó với giả thiết lấy giá bán điện từ thanh cái nhà máy là 4,1 cent/kWh làm giá cơ sở để tính toán phân tích tài chính là chấp nhận được. Bảng 8.36: Tính toán giá thành điện năng sản xuất Năm Hệ số quy đổi Tổng chi phí sản xuất (106$) Quy đổi tổng chi phí sản xuất (106$) Điện năng thương phẩm (106kWh) Quy đổi điện năng thương phẩm (106kWh) STT PA:A PA:B PA:C PA:A PA:B PA:C PA:A PA:B PA:C PA:A PA:B PA:C 0 2006 1,00 1,00 1,00 41,42 53,02 59,36 41,42 53,02 59,36 1665 1665 1665 1665 1 2007 0,95 0,92 0,93 65,25 74,89 80,80 62,24 69,00 74,78 3330 3.176,48 3.068,22 3.082,02 2 2008 0,91 0,85 0,86 65,61 73,28 78,77 59,70 62,21 67,47 3330 3.030,04 2.827,02 2.852,51 ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... ... 24 2030 0,32 0,14 0,16 57,08 56,59 56,59 18,39 7,93 8,83 3330 1.072,73 466,72 519,80 25 2031 0,31 0,13 0,14 28,52 28,52 28,52 8,76 3,68 4,12 1665 511,64 215,02 240,55 Tổng 950,13 702,30 763,60 48.881,92 35.439,32 36.832,23 PA:A PA:B PA:C Giá thành 3,2158 3,7751 3,8177 Dòng tiền theo quan điểm vốn chủ sở hữu và tính các chỉ tiêu hiệu quả Bảng 8.37: Dòng tiền phân tích tài chính (phương án vay A) Đơn vị: 106$ STT Năm Đầu tư Vốn tự có Vốn vay Khấu hao Trả gốc Trả lãi Chi phí vận hành Tiền thuê đất Doanh thu Thu nhập chịu thuế Thuế thu nhập Dòng chi CFAT (1+i)-t NPVt Cộng dồn BPVt CPVt (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12) (13) (14) (15) (16) (17) (18) (19) (20) 0 2003 60,35 8,78 49,74 0 0 0,87 0,043 49,74 60,39 -10,65 1,00 -10,65 -10,65 49,74 60,39 1 2004 228,61 33,25 188,43 0 0 8,34 0,043 188,43 228,65 -40,22 0,95 -38,37 -49,02 179,74 218,11 2 2005 243,24 35,38 200,49 0 0 15,35 0,043 200,49 243,28 -42,79 0,91 -38,94 -87,96 182,43 221,37 3 2006 89,62 13,04 73,87 15,55 0 17,94 41,42 0,043 142,14 0,00 0 149,02 -6,89 0,87 -5,98 -93,94 123,37 129,35 4 2007 0 0 0 31,09 0 17,94 65,25 0,043 136,53 0,00 0 83,23 53,30 0,83 44,13 -49,81 113,04 68,91 5 2008 0 0 0 31,09 0 17,94 65,61 0,043 136,53 10,92 3,49 87,09 49,44 0,79 39,05 -10,76 107,83 68,78 6 2009 0 0 0 31,09 0 17,94 65,98 0,043 136,53 10,74 3,44 87,40 49,13 0,75 37,02 26,25 102,86 65,84 7 2010 0 0 0 31,09 0 17,94 66,35 0,043 136,53 21,11 6,76 91,08 45,45 0,72 32,66 58,91 98,12 65,46 8 2011 0 0 0 31,09 0 17,94 66,72 0,043 136,53 20,74 6,64 91,34 45,19 0,69 30,98 89,90 93,59 62,61 9 2012 0 0 0 31,09 0 17,94 67,09 0,043 136,53 20,37 6,52 91,59 44,94 0,65 29,39 119,28 89,28 59,89 10 2013 0 0 0 31,09 0 17,94 67,47 0,043 136,53 19,99 6,40 91,85 44,68 0,62 27,87 147,15 85,16 57,29 11 2014 0 0 0 31,09 28,47 16,94 66,86 0,043 136,53 21,60 6,91 90,75 45,78 0,60 27,24 174,39 81,24 54,00 12 2015 0 0 0 31,09 28,47 15,95 66,25 0,043 136,53 23,20 7,43 89,66 46,87 0,57 26,60 200,99 77,49 50,89 13 2016 0 0 0 31,09 28,47 14,95 65,64 0,043 136,53 24,81 7,94 88,57 47,96 0,54 25,97 226,96 73,92 47,95 14 2017 0 0 0 31,09 28,47 13,95 65,04 0,043 136,53 26,41 8,45 87,48 49,05 0,52 25,33 252,29 70,51 45,18 (1) (2) (3) (4) (5) (6) (7) (8) (9) (10) (11) (12) (13) (14) (15) (16) (17) (18) (19) (20) 15 2018 0 0 0 31,09 28,47 12,96 64,44 0,043 136,53 28,00 8,96 86,40 50,13 0,49 24,70 276,99 67,26 42,56 16 2019 0 0 0 31,09 28,47 11,96 63,85 0,043 136,53 29,59 9,47 85,32 51,21 0,47 24,07 301,05 64,16 40,09 17 2020 0 0 0 31,09 28,47 10,96 63,25 0,043 136,53 31,18 9,98 84,24 52,29 0,45 23,44 324,49 61,20 37,76 18 2021 0 0 0 31,09 28,47 9,97 62,67 0,043 136,53 32,76